林建新，于會永，魯文婷，廖銳全*，羅 威，劉自龍

(1.長江大學石油工程學院，武漢 430100；2.中國石油新疆油田工程技術(shù)研究院，克拉瑪依 834000；3.中國石油天然氣集團公司氣舉試驗基地多相流研究室，武漢 430100)

在原油鉆采和石油精煉工藝中，都會存在段塞流的現(xiàn)象，該流型會造成管道和生產(chǎn)管柱中的壓力發(fā)生劇烈波動，承受間歇性的應(yīng)力沖擊，對稠油的管道輸送和開發(fā)生產(chǎn)的穩(wěn)定性造成嚴重破壞。由于液相黏度的增加，導致段塞流的流動特性區(qū)別于低黏常規(guī)兩相流[1-2]，部分學者針對黏性對段塞流流動規(guī)律的影響進行了實驗與理論研究。Barnea[3]基于0°～90°傾角的低黏度氣液兩相流實驗數(shù)據(jù)計算并建立了流型變化模型。Fukanoa等[4]觀察液體滯留信號的波形以及氣液兩相界面的靜態(tài)照片，發(fā)現(xiàn)界面結(jié)構(gòu)強烈依賴于液體黏度。Zhang等[5]基于段塞流建立了計算模型，通過數(shù)學變換得到了各流型計算公式。Khaledi等[6]在黏性油氣兩相流實驗中，模型預(yù)測和新實驗測得的平均持液率和壓降的一致性較好。Rosa等[7]和Baba等[8]發(fā)現(xiàn)，液塞長度和含氣率隨著液相黏度的增加而減小。Al-Safran等[9-11]通過多種實驗介質(zhì)研究發(fā)現(xiàn)高黏工質(zhì)條件下的液塞長度為8～13倍的管徑，在液相工質(zhì)為水的液塞長度增加至30～40倍的管徑。Chung等[12]研究垂直向下流動中高黏油對油氣流動行為的影響，獲得了壓降、流型和含液率實驗數(shù)據(jù)，并對比了氣水實驗數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)黏度對流動特性有較大影響。徐孝軒等[13]從黏度對水平管流型轉(zhuǎn)變的影響研究中發(fā)現(xiàn)黏度的增加會導致段塞流的區(qū)域擴大。劉夷平等[14]在內(nèi)徑50.4 mm水平管道上對2 種不同黏度的油進行實驗，預(yù)測出現(xiàn)段塞流的臨界條件和實驗數(shù)據(jù)比較吻合。顧漢洋等[15]用電導探針對水平管氣液段塞流氣彈區(qū)的液膜特性進行了實驗研究，液膜的非平衡性效應(yīng)對較短液塞長度的段塞流有較大影響。羅小明等[16]通過環(huán)形電導探針對段塞流頻率波動特性進行研究，發(fā)現(xiàn)折算氣速越大，形成液塞的可能性就越大，液塞頻率隨著氣速的增加而增大。王偉吉等[17]對下傾管—立管模擬，發(fā)生嚴重段塞流時，立管底部會有劇烈的壓力波動，壓力波幅會氣體表觀流速的增加而增大。韓丹岫等[18]提出了傾斜井筒段塞流轉(zhuǎn)變界限并提出了新的壓降預(yù)測模型。姜俊澤等[19]基于水平管提出了新的段塞流壓降和持液率預(yù)測模型，能進行較準確的預(yù)測。任波等[20]研究在垂直井筒舉升過程中溫度壓力及流速對稠油井筒舉升壓降的影響，在已有壓降模型基礎(chǔ)上得到了不同降黏方式塔河原油在實際井筒中的壓力分布。

綜上所述，液相黏度對氣液兩相段塞流的流動有著重要的影響，不同黏度下的流動特性有不小差別。對比中外研究發(fā)現(xiàn)，對于中低黏條件下水平管段塞流的研究已有較多的成果，對垂直管高黏條件下段塞流的流動規(guī)律的研究較少，為此，將采取垂直上升管兩相流流動實驗和數(shù)值模擬相結(jié)合的手段，開展黏度對氣液兩相段塞流的氣液分布、段塞周期、壓差波動、含氣率和壓力變化的影響分析，同時，運用實驗數(shù)據(jù)對應(yīng)用較廣泛的壓降模型準確性進行判斷，為今后垂直上升管的氣液兩相流動規(guī)律研究提供一定的參考依據(jù)。

1 數(shù)值模擬

1.1 物理模型及邊界條件

使用流體力學軟件Fluent對垂直上升管內(nèi)的段塞流流動進行模擬，建立直徑為60 mm，長度為4 000 mm的管道模型，使用ICEM(integrated computer engineering and manufacturing code)軟件對管道進行O型網(wǎng)格劃分(圖1)，并對管壁進行邊界層加密處理，提升網(wǎng)格質(zhì)量和準確度，選擇氣、液表觀流速分別為USG=2.941 m/s、USL=0.078 6 m/s的工況條件(表1)進行數(shù)值模擬，模擬工質(zhì)為空氣和白油。

表1 模擬工況參數(shù)

圖1 幾何模型與網(wǎng)格劃分

選擇基于壓力的求解器，根據(jù)氣液兩相在上升管中的流動狀態(tài)，選用瞬態(tài)VOF模型以及選擇準確度和精度較高的RNG-k-ε模型，采用非穩(wěn)態(tài)計算方法。入口設(shè)置為質(zhì)量流量入口邊界，出口的邊界條件為自由出流出口，接觸的壁面均選用無滑移壁面，假設(shè)管道中液體開始計算前的體積分數(shù)為100%，求解過程中選擇管道中流型穩(wěn)定發(fā)展段的截面，監(jiān)測壓力、含氣率及氣液兩相流動狀態(tài)。

1.2 黏度對段塞流流動特性的影響

根據(jù)數(shù)值模擬計算結(jié)果，通過段塞流的氣液分布(圖2)發(fā)現(xiàn)，管中氣液兩相均勻分布，緊隨液塞的液體被氣芯的能量膨脹擠壓，有較厚的液膜黏附在管壁，在氣體舉升力的作用下向上流動。在液相黏度較小時，管壁對液塞的阻力與氣體對液塞的舉升力之和小于重力，所以會出現(xiàn)段塞有回流的現(xiàn)象。在液相黏度相對小的情況下[圖2(a)、圖2(b)]，段塞回流較多，氣塞區(qū)域夾雜少許回落的液相，管壁液膜凸起較大，隨著液相黏度的增加，段塞回流越來越少，液相黏聚力會逐漸增大使管壁對液相的阻力增大，液相表面波動幅度越小，導致氣塞區(qū)管壁的液膜趨于平滑，液膜平均厚度逐漸減小，氣塞頭部更加規(guī)則；液塞對氣塞的剪切力隨著黏度的增大而增強，導致氣塞平均長度減小(圖3)，在黏度為60 mPa·s時，氣塞長度約為12.5～17.5倍的管徑，當黏度增大到580 mPa·s時，氣塞長度縮短至7.5～9倍的管徑，段塞頻率加快，管中形成的氣塞區(qū)域趨于穩(wěn)定，并使氣液界面更加清晰。

藍色代表液相；紅色代表氣相；0～1為含氣率α

圖3 不同黏度下氣塞長度變化規(guī)律

1.3 黏度對截面壓力和含氣率的影響

截面壓力和含氣率的波動如圖4所示，分析發(fā)現(xiàn)，在氣塞區(qū)壓力波動幅度較小，截面壓力隨著含氣率的波動發(fā)生變化，當含氣率最小時，壓力并未立即上升而是滯后一段時間迅速上升。在液塞的頭部剛接觸到壓力測點時，由于液塞頭部前有大量氣泡，氣泡的緩沖作用會使得壓力上升時間滯后；含氣率曲線波峰位置代表處于氣塞區(qū)域，此處壓力比較穩(wěn)定，在液相黏度較小時，含氣率的穩(wěn)定時間較長，此時氣塞較長，壓力曲線圖中小范圍波動持續(xù)的時間會增加。壓力上升的滯后時間會隨著黏度的增大而減小，在黏度為60 mPa·s時，壓力上升的滯后時間約為0.26 s，黏度增大到580 mPa·s時，滯后時間約為0.06 s，說明管內(nèi)高黏段塞流壓力會迅速上升從而造成強烈的沖擊。隨著液相黏度增大，氣塞長度逐漸減小，含氣率和壓力波動頻率會逐漸加快，壓力的波動幅度會增加。

圖4 黏度對含氣率和壓力的影響

2 實驗系統(tǒng)裝置與方法

實驗在長江大學的中石油氣舉試驗基地實驗室完成。研究不同的黏度油相對氣-油兩相段塞流的流動規(guī)律，通過控制中心進行相應(yīng)的實驗，設(shè)定多相管流實驗裝置實驗管路傾角為90°，其中實驗管段管徑為60 mm，測試管段壓差傳感器的2個取壓點在有機玻璃測試管段兩端，長度為8 m。實驗裝置如圖5所示，主要包括：氣液兩相流量計量調(diào)節(jié)系統(tǒng)；重力式分離器；氣液兩相混合器；壓力測量系統(tǒng)；空氣壓縮機和液相混合攪拌罐。液體流量計流量范圍：0～20 m3/h，精準度：±0.5%；沿程損失壓差測量精準度：±0.025%，差壓測量分辨率小于1 kPa。

圖5 多相流實驗平臺裝置

將油和增黏劑在混合罐內(nèi)攪拌均勻，在控制中心設(shè)定好適合的溫度和輸入相關(guān)流量，然后打開控制閥和離心泵，對離心泵電機調(diào)頻，使泵輸出的壓力和流量在實驗要求范圍內(nèi)，使液相進入液相管路。氣體通過空氣壓縮機進入到對應(yīng)的氣體管道，經(jīng)減壓閥向管排中的支管供應(yīng)穩(wěn)壓的氣體，打開氣體管道閥開關(guān)然后流經(jīng)體積流量計注入氣體管段，在進入垂直實驗管段之前經(jīng)氣液混合器中混合均勻，進入長為8 m的透明實驗管段。

垂直管氣液兩相流實驗管道進氣壓力為0.068 MPa，進氣溫度為20 ℃，此時氣體黏度為0.017 9 mPa·s，氣體密度為0.856 kg/m3。白油密度為845.2 kg/m3，表面張力為0.028 1 N/m，實驗中采用的折算液相流量和空氣流量分別控制在0.4～1.2、10～80 m3/h。實驗時先保持混合罐內(nèi)的油品黏度一定，在流量固定條件下，待測試管段流態(tài)穩(wěn)定后，通過高速攝像機和目測法結(jié)合觀察實驗管段的方式確定氣液兩相流的流型、記錄實驗管段壓力及壓差數(shù)據(jù)，關(guān)閉快關(guān)閥，測量持液率。根據(jù)實驗設(shè)計中的油品黏度(60、100、200、580 mPa·s)，逐漸增大黏度，重復(fù)上述步驟，進而得到一系列實驗數(shù)據(jù)。

3 實驗結(jié)果及其分析

3.1 黏度對含液率的影響

對實驗數(shù)據(jù)進行分析，結(jié)果如圖6所示，隨著液相黏度的增大，平均含液率會隨之增大，增幅逐漸減緩，實驗值和數(shù)值模擬值比較接近H-B(Hagedorn-Brown)模型計算值與實驗值偏差較大，計算值整體偏小。由于剪力作用強度增大，氣相對液相的攜帶能力就越小，管路中的平均含液率會隨著黏度的增大而增大。在液相黏度為60 mPa·s時，數(shù)值模擬計算值與實驗值相差較小，黏度增大后，含液率的模擬值小于實驗值。

圖6 平均含液率隨液相黏度的變化

從表2可以看出，通過M-B(Mukherjee-Brill)方法計算時發(fā)現(xiàn)黏度為100、200、580 mPa·s時，含液率的預(yù)測結(jié)果竟然出現(xiàn)了大于1的情況，這種結(jié)果顯然是錯誤的，因此M-B方法無法適用于在較高的液相黏度范圍內(nèi)含液率的預(yù)測；H-B方法計算精度較差，在黏度為580 mPa·s條件下誤差不超過28%，中低黏度的油井流動條件下可以用此模型的計算值進行預(yù)測；實驗測得的含液率與數(shù)值模擬計算值比較接近，計算誤差最大不超過9%，表明數(shù)值模擬VOF模型能夠較好地預(yù)測垂直上升管不同黏度條件下段塞流的平均含液率。

表2 含液率計算驗證結(jié)果對比

3.2 黏度對壓降的影響

垂直上升管氣液兩相流的總壓降(Ptot)包含重力壓降(Ph)、摩阻壓降(Pf)和加速度壓降(Pa)，實驗過程中，由于加速度壓降很小所以忽略不計，主要考慮重力壓降和摩阻壓降隨黏度的變化。通過實驗可測得實驗管段總壓降以及平均含液率，基于均相流模型重力壓降可由含液率計算，則摩阻壓降為總壓降和重力壓降的差值。

從不同黏度對壓降的變化規(guī)律進行一定分析，實驗數(shù)據(jù)結(jié)果如圖7所示。4種不同黏度工況下，從實驗值和模擬計算值可以發(fā)現(xiàn)總壓降隨著液相黏度的增大而增加，因為管路的持液率隨著液相黏度增大而增大，則重力壓降也會隨之變大，增加趨勢逐漸變緩，由于液體黏性增大，液相剪切力逐漸變大，導致負壓降現(xiàn)象增多。在本實驗的表觀液速條件下，負摩阻壓降現(xiàn)象的出現(xiàn)也導致總壓降小于重力壓降，負摩阻壓降也會因為液體黏度的增大而增大。

圖7 黏度對壓降的影響

M-B方法在黏度為100、200、580 mPa·s時計算的持液率大于1，導致計算出的壓力梯度與實驗值誤差較大，則說明M-B方法不適合黏度較高工況下的壓降預(yù)測。各模型總壓降計算結(jié)果對比如表3、圖8所示，分析可知，各模型都驗證了總壓降隨著黏度增大而增大的現(xiàn)象，H-B模型的計算準確度很高，誤差不超過8%，該模型可以適用于稠油生產(chǎn)的壓降預(yù)測；B-B(Beggs-Brill)[21]模型計算值相比實驗值偏大，在高黏的條件下，最大絕對誤差高于53%，計算精度較差，不能很好地預(yù)測黏度為60 mPa·s以上的壓降，可能是因為負摩阻壓降的存在，對計算精度誤差有一定的影響；數(shù)值模擬計算結(jié)果較為精確，與實驗結(jié)果相近，誤差不超過13%，滿足實際預(yù)測要求。

表3 總壓降計算驗證結(jié)果對比

圖8 不同黏度下總壓降變化規(guī)律

3.3 黏度對壓差波動的影響

通過圖9對比可以看出，不同黏度條件下段塞流的壓降波動情況存在一定的差別，壓差隨著液相黏度的增大而增大，壓差平均周期從60 mPa·s的1.25 s縮短至580 mPa·s的0.75 s，對管道的沖擊力度增強。從壓差波動頻率加快，段塞流的周期會縮短，段塞頻率會變快，驗證了數(shù)值模擬中出現(xiàn)氣塞長度變短，頻率加快結(jié)果的正確性。為了保持垂直上升管道的穩(wěn)定性，可以通過減小黏度的方式(如加入化學降黏劑)來減少能量損失，減少段塞對管道的沖擊次數(shù)。

圖9 黏度對壓差波動的影響

4 結(jié)論

對不同黏度下垂直上升管中的段塞流的流動特性進行了實驗和數(shù)值模擬研究，分析了黏度對段塞流氣液分布、含液率、壓力波動和壓降梯度變化規(guī)律的影響，得到以下結(jié)論。

(1)通過數(shù)值模擬可知：氣塞平均長度隨著黏度的增大而減小，氣塞長度從低黏工況下的12.5～17.5倍的管徑，縮短至高黏條件下的7.5～9 倍的管徑，氣塞區(qū)管壁的液膜逐漸趨于平滑，液相黏度的增大會使壓力波動頻率、壓差波動頻率加快，段塞周期變短，管道截面壓力上升的滯后時間會隨著黏度的增大而減小，壓差波動周期縮短至高黏條件下的0.75 s，對管道的沖擊幅度增強。

(2)液相在高黏度條件下，氣相對液相的攜帶能力減小，管路中的平均含液率和總壓降會隨著黏度的增大而增大。H-B模型計算的含液率誤差較為偏大，對壓降的計算準確度較高，M-B 模型無法適用中高黏度工況含液率的計算，B-B模型在高黏工況下壓降計算精度較差，VOF模型計算誤差最小，可以較準確地預(yù)測含液率和壓降。

(3)實驗和數(shù)值模擬均發(fā)現(xiàn)段塞流出現(xiàn)了負摩阻壓降的現(xiàn)象，當液相黏度升高時，負摩阻壓降增大，而負摩阻壓降導致高黏氣液兩相流壓降模型預(yù)測出現(xiàn)較大的誤差，可以考慮降低液相黏度來減少管路中的摩阻損失，保持管道生產(chǎn)運輸?shù)姆€(wěn)定。